bab ii karakteristik formasi dan reservoir

7/24/2019 BAB II Karakteristik Formasi Dan Reservoir

1/106

BAB II

IDENTIFIKASI KARAKTERISTIK FORMASI DAN RESERVOAR

2.1. Karakteristik Batuan Formasi

2.1.1. Compressie Stren!t"

Compressive strength adalah pencerminan kemampuan batuan untuk

menerima beban compressive(tekan) maksimum sebelum batuan tersebut pecah.

Pada umumnya laju pemboran berbanding terbalik dengan compressive strength

batuan yang dibor.

Setiap jenis batuan mempunyai sifat-sifat sendiri dalam menghadapi

adanya gaya, maka mekanisme pecahnya batuanpun berbeda-beda. Meskipun

demikian terdapat tiga gaya kemungkinan yang dapat terjadi sehingga batuan

berubah sifat karena dikenakan gaya, yaitu elastis, plastis dan pecah.

Compressive strength dapat diketahui dari hasil percobaan di laboratorium

dimana satu sampel yang diperoleh diberikan tekanan sedemikian rupa sehingga

sampel tersebut akan pecah. ari hasil percobaan tersebut kemudian direkam

dalam oscilloscope yang kemudian akan dicapai titik maksimal kemudian direkam

akan turun kembali. ari hasil tersebut nilai puncaknya itulah harga compressive

strength sampel. !esarnya compressive strength dinyatakan dalam psi(pound

s"uare inch#lbf-inc.$) yang merupakan besaran tekanan. alam operasi pemboran

compressive strength memberikan pengaruh negatif dimana dengan meningkatnya

compressive strength suatu batuan maka batuan tersebut akan menjadi lebih sulit

untuk dibor. %ompressive strength batuan sangat dipengaruhi oleh tekanan-

tekanan yang bekerja di dalam lubang bor, apabila tekanan hidrostatik kolom

lumpur naik maka akan menyebabkan naiknya compressive strength pula. &pabila

tekanan formasi suatu sumur lebih besar daripada tekanan kolom lumpur, maka

compressive strength batuannya akan kecil sehingga batuan akan lebih mudah

untuk dibor.


2/106

#am$ar 2.1.

%nsur Formasi &i $a'a" pa"at

(Car) #at)in* 1+,-

Pada gambar $.'. menggambarkan suatu elemen impermeabel dari formasi

yang secara langsung ditembus oleh mata bor. ika lubangnya penuh dengan

cairan, permukaan yang lebih tinggi dari elemen tersebut adalah yang dikenai

tekanan yang bergantung pada densitas lumpur dan kedalaman. ekanan ini

sebagai pencegah berpindahnya elemen tersebut secara berlebihan sebagaimana

kekuatan batuan bertambah oleh tekanan yang ada. *al ini akan mengakibatkan

batuan akan menjadi sulit untuk dibor karena compressive strength batuan

meningkat.

Selain berpengaruh terhadap besarnya tekanan hidrostatik yang diberikan

juga berpengaruh terhadap sifat elastis dari batuan tersebut, dimana semakin besar

tekanan yang diberikan maka batuan akan elastis dan menyebabkan batuan sulit

untuk dibor karena pecahan yang terjadi lebih susah untuk dibersihkan.


3/106

2.1.2. /ar&ness

Hardness adalah ketahanan mineral terhadap goresan.

+ekerasan(hardness) relatif dari suatu mineral tertentu dengan urutan mineral

yang dipakai sebagai standar kekerasan. Mineral yang mempunyai kekerasan yang

lebih kecil akan mempunyai bekas goresan pada tubuh tersebut. ntuk

menentukan ketahanan ini digunakan skala kekerasan Mohs yang memiliki '

pembagian skala, dimulai dari skala ' untuk mineral yang terlunak dan skala '

untuk mineral terkeras. !erikut ini urutan skala kekerasan Mohs (abel -)

Ta$e) II0I

Ska)a Mo"s

Skala

M/*S

0ama Mineral 1umus +imia

'

$

2

3

4

5

6

7

8

'

alk

9ypsum

%alsite

:luorite

&patite

/rthoklase

;uartaktor Kat: &an Stan&in!

(M. Cain* 1+at Fisik Air Formasi

1. Viskositas Air Formasi

Biskositas air formasi (E) akan naik terhadap turunnya temperatur dan

terhadap kenaikkan tekanan seperti terlihat pada (9ambar $.'6) yang merupakan


50/106

hubungan antara kekentalan air formasi terhadap tekanan dan temperatur.

+egunaan mengetahui perilaku kekentalan air formasi pada kondisi reservoir

terutama untuk mengontrol gerakan air formasi di dalam reservoir.

#am$ar 2.1


51/106

pengembangan air dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya

suhu. (9ambar $.'7). menunjukkan hubungan faktor volume formasi air-formasi

dengan tekanan. :aktor volume formasi air-formasi bisa ditentukan dengan

menggunakan persamaan sebagai berikut =

!EA (' K BEp)(' K BEt) JJJJJJJJJJJ.......JJJJJ.($-3)

dimana =

BEt A penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu, faktor ini

ditentukan dengan menggunakan (9ambar $.'8).

BEp A penurunan volume selama penurunan tekanan, faktor ini ditentukandengan menggunakan (9ambar $.$).

#am$ar 2.1-.

Tipe Faktor Vo)ume Formasi Air Formasi Se$a!ai Fun!si Tekanan

(M. Cain* 1+


52/106

#am$ar 2.1+.

V'tSe$a!ai >un!si Su"u Reseroir

(M. Cain* 1+


53/106

mengimbangi pengembangan air formasi pada penurunan tekanan, sehingga faktor

volume formasi air-formasi terus meningkat dibaEah tekanan jenuh.

4. Kompresi$i)itas Air Formasi

+ompresibilitas air murni tergantung pada suhu, tekanan, dan kelarutan

gas dalam air. +ompresibilitas air murni tanpa adanya gas terlarut didalamnya

ditunjukkan pada (9ambar $.$').

+ompresibilitas air murni pada suhu konstan dinyatakan dalam

persamaan berikut

=.

C(p

'

.JJJJJJJ......JJJJJJJJJJJJJ($-

3')

dimana =

%Ep A kompressibilitas air murni, psi-'.

B A volume air murni, bbl

B A perubahan volume air murni, bbl

P A perubahan tekanan, psi.

Selain itu kompresibilitas air formasi dapat ditentukan dengan persamaan =

%EA %Ep(' K .77 1sE) JJJJJJ......JJJJJJJJJJ..($-3$)

dimana =

1sE A kelarutan gas dalam air formasi

%Ep A kompressibilitas air murni, psi-'

%E A kompressibilitas air formasi, psi-'


54/106

#am$ar 2.21.

Kompresi$i)itas Air Formasi Se$a!ai Fun!si Tekanan &an Temperatur

(Cra>t* B.C.* /a'kins M.F.* 1+5+

#am$ar 2.22.

Faktor Koreksi Ter"a&ap #as 3an! Ter)arut


5. Ke)arutan #as &a)am Air Formasi


55/106

+elarutan gas dalam air formasi akan lebih kecil bila dibandingkan dengan

kelarutan gas dalam minyak di reservoir pada tekanan dan temperatur yang sama.

Pada temperatur tetap, kelarutan gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya

tekanan. Sedangkan pada tekanan tetap, kelarutan gas dalam air formasi mula-

mula menurun sampai harga minimum kemudian naik lagi terhadap naiknya suhu,

dan kelarutan gas dalam air formasi akan berkurang dengan bertambahnya kadar

garam (9ambar $.$2). engan demikian kelarutan gas dalam air formasi juga

dipengaruhi oleh kegaraman air formasi, maka harga kelarutan gas dalam air

formasi perlu dikoreksi, seperti yang ditunjukkan pada (9ambar $.$3).

#am$ar 2.2.

Ke)arutan #as &a)am Air Formasi Se$a!ai

Fun!si Temperatur &an Tekanan



56/106

#am$ar 2.24.

Koreksi ter"a&ap Ke!araman untuk Ke)arutan #as

&a)am Air Formasi


2.5. Kon&isi Reseroirekanan dan temperatur merupakan besaran-besaran yang sangat penting

dan berpengaruh terhadap keadaan reservoir, baik pada batuan maupun fluidanya

(air, minyak, dan gas). ekanan dan temperatur lapisan kulit bumi dipengaruhi

oleh adanya gradient kedalaman, letak dari lapisan, serta kandungan fluidanya.

2.5.1. Tekanan Reseroar

erajat tekanan yang terjadi di pori-pori batuan serta fluida yang

dikandung di dalamnya disebut tekanan formasi atau tekanan reservoar. engan

adanya tekanan formasi yang disebabkan oleh adanya gradien kedalaman tersebut,

maka akan menyebabkan terjadinya aliran fluida di dalam formasi ke dalam

lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif lebih rendah.

ekanan reservoir dapat terjadi oleh salah satu atau ketiga sebab-sebab

berikut=

ekanan hidrostatik, yang disebabkan oleh fluida (terutama air) yang mengisi

pori-pori batuan diatasnya.

ekanan kapiler, yang disebabkan oleh adanya gaya yang dipengaruhi

tegangan permukaan antara fluida yang bersinggungan, besarnya volume dan

bentuk pori serta sifat kebasahan dari batuan reservoir.

ekanan overburden, yang disebabkan oleh berat batuan di atasnya serta

kandungan fluidanya.


57/106

1. Tekanan /i&rostatik

ekanan hidrostatik adalah tekanan yang disebabkan oleh berat kesatuan

dan tinggi vertikal kolom fluida. kuran dan bentuk kolom fluida ini tidak

berpengaruh pada besarnya tekanan ini. ekanan hidrostatik (Phy) sama dengan

jumlah dari densitas fluida rata-rata dan tinggi vertikalnya, maka=

P A . g . JJJJJJJJJJJJJJJJJJJJJ....($-32)

imana=

P A tekanan

A densitas rata-rata

g A nilai gravitasi

A tinggi kolom

alam operasi pemboran dapat ditulis sebagai=

Phy (psi) A %.MD.JJJJJJJJJJJJJJJJJJ....($-33)

imana=

A tinggi vertikal kolom fluida dalam feet

MD A densitas fluida atau berat lumpur dalam lb#gal atau lb#ft2

% A konstanta A .4$ jika MD dalam lb#gal, dan

% A .584 jika MD dalam lb#ft2

alam sistem metric,

Phy A .82.MD.JJJJJJJJJJJJJJJJJJ..J($-34)

imana =

A tinggi kolom fluida dalam meter dan

MD A berat lumpur dalam kg#dm2

9radient tekanan hidrostatik dipengaruhi oleh padatan-padatan yang

terpisah (seperti garam) dan gas-gas dalam kolom fluida dan perbedaan gradient

temperature. engan kata lain, bertambahnya padatan-padatan yang terpisah

(seperti kadar garam yang tinggi) cenderung menambah gradient tekanan normal.

/leh karena itu banyaknya gas dalam sistem dan temperatur yang tinggi akan

mempengaruhi gradient tekanan hidrostatik normal.


58/106

Sebagai contoh gradient tekanan ,354 psi#ft (,'63 kg cm-$ m-')

diasumsikan sebagi salinitas air dari 7. ppm (part per million) 0a%l pada

temperatur 66:($4%).

mumnya gradient hidrostatik rata-rata yang dijumpai selama operasi

pemboran minyak dan gas ditunjukkan pada tabel -'6.

Pada umumnya gradient tekanan hidrostatik (psi#ft) dapat didefinisikan

sebagai=

P A .322 . S9JJJJJJJJJJJJJJJJJJJJJJ......($-35)

imana, S9 adalah spesific grafity dari kolom yang meEakili air.

Ta$e) II01ae

Mekanisme ini menunjukan relief struktur suatu formasi yang dapat

menghasilkan baik ae ter"a&ap permukaan tana" 3an!

men3e$a$kan oerpressure &an su$norma) pressure.

(A&ams* ;. Nea).* 1+-5


65/106

#am$ar 2.2+.

Tekanan Formasi Su$norma)

(@a)ter /. Fe)ter.* 1+


66/106

$. Fau)tin!

Patahan dapat menyebabkan redistrusi sedimen dan menempatkan . Kompresi Tektonik

+ompresi sedimen secara lateral dapat menghasilkan pengangkatan sedimen

atau rekahan#patahan untuk sedimen yang lebih kuat. !iasanya formasi

terkompaksi pada kedalaman tertentu dapat muncul pada level yang lebih

tinggi. ika tekanan mula-mula tetap terjaga maka pengangkatan formasi dapat

menyebabkan adanya over pressure.

!. Repressurin! From Deeper 6ee)s.

isebabkan oleh adanya migrasi fluida dari


67/106

menyebabkan terjadinya kick karena tidak ada lithologi yang

mengindikasikan. ekanan yang tinggi ini dapat terjadi pada batu pasir yang

dangkal jika dialiri gas dari formasi di baEahnya.

". #eneration o> /i&roar$ons

Shale yang terendapkan dengan sejumlah besar kandungan material organik

akan menghasilkan gas karena adanya proses kompaksi. +etika gas

terperangkap akan menyebabkan terjadinya overpressure. Produk organik juga

akan membentuk garam di dalam ruang pori, yang dapat menyebabkan

berkurangnya porositas dan membentuk suatu penyekat.

2.5.1.. 8erkiraan &an 8en&eteksian Tekanan Formasi A$norma)

Metode perkiraan dan pendeteksian tekanan formasi terbagi atas dua

bagian besar yaitu metode kEalitatif dan metode kEantitatif. Masing-masing

metode ini, penerapannya disesuaikan dengan data-data yang diperoleh saat itu.

&pakah sebelum operasi pemboran berlangsung atau ketika operasi pemboran

sedang berlangsung. adi, bisa saja kedua metode ini diterapkan secara berurutan

atau bersama-sama sejak survey geologi sampai operasi pemboran selesai.

.

A. Meto&e K'a)itati>

Metode kEalitatif merupakan metode pendeteksian tekanan formasi ketika

pemboran sedang berlangsung. Metode ini tidak memberikan informasi besarnya

tekanan abnormal pada suatu kedalaman.

Metode kEalitatif terbagi atas lima metode yaitu metode paleontologi,

korelasi sumur offset, &nomali temperatur, 1esistivity cutting dan cutting.

a. 8a)eonto)o!i

Metode pendeteksian tekanan formasi dengan menggunakan metode

paleontologi merupakan metode yang sangat jarang digunakan di lapangan dan

cukup sulit juga tidak valid.

Paleontologi adalah ilmu pengetahuan yang mempelajari kehidupan

geologi masa silam melalui fosil. %ara pendeteksiannya yaitu dengan menganalisa

cutting yang naik ke permukaan. !ila dijumpai fosil dengan umur yang tua


68/106

terdapat dalam cutting yang berasal dari lapisan batuan yang berumur muda maka

diperkirakan pada lapisan tersebut terdapat tekanan yang tinggi.

$. Kore)asi Sumur O>>set

+orelasi sumur offset (sumur lama) telah digunakan secara luas. Sumur

offset adalah sumur yang telah diketahui kondisi tekanannya. +orelasi biasanya

didasarkan pada persamaan lithologi dengan menganggap tekanannya sama pada

suatu


69/106

9 A 9radient 9eothermal, :#' ft.

TT' A Subkrip untuk bagian dangkal.TT$ A Subkrip untuk bagian yang lebih dalam.

&. Resistiit3 Cuttin!

1esistivity lumpur dan cutting dikaitkan dengan konsep delta chloride

merupkan indikator untuk lapisan abnormal pressure. !ila bertemu dengan

porositas batuan yang tinggi pada Eaktu pemboran, batuan yang ditembus akan

membebaskan fluida formasinya ke aliran lumpur. *arus diperhitungkan

resistivity lumpur dan kandungan %l dari fluida pemboran, dengan menganggap

bahEa salinitas air formasi berbeda dengan salinitsas lumpur. Sebagai tambahan,

resistivity cutting akan berubah dengan bertambahnya porositas. 9ambar $.$7.

menunjukan plot delta chloride.

+esulitan utama dari konsep delta chloride adalah dalam mendeteksi

kandungan %l di


70/106

B. Meto&e K'antitati>

Metode kEantitatif yaitu metode pendeteksian tekanan formasi dimana

informasi besarnya tekanan pada suatu kedalaman dapat diketahui. Metode

kEantitatif ini terbagi lima metode yaitu= metode analisa seismic, analisa log,

overlay, densitas bulk dan drilling e"aution. Masing-masing metode saling

berkaitan dan digunakan sesuai dengan kondisi pemborannya..

a. Ana)isa Seismi

Metode analisa seismic adalah metode geofisik yang digunakan untuk

mendeteksi keberadaan dan puncak dari tekanan abnormal. Metode ini didasarkan

pada elemen-elemen analisa refleksi dari pennebaker, seperti yang ditunjukkan

oleh gambar $.2. Misalnya shot point / adalah permukaan tanah. +etika

peledakan pada SP, energi gelombang suara terjadi dalam bentuk tekanan

gelombang, energi seismic bergerak seimbang ke segala arah. Cnergi bergerak

vertikal mengenai garis 11 (subsurface) dan direfleksikan kembali ke SS sejauh

garis vertikal /P/. Cnergi tembakan juga menyebar sepanjang diagonal pada 11

pada subsurface (/ dan direfleksikan ke permukaan sepanjang garis D).

Daktu yang diperlukan untuk jalannya energi dicatat oleh geophone pada titik /

dan D, secara horisontal dipisahkan dengan titik U. kecepatan rata-rata B, dapat

dihitung dengan persamaan $-4'.

( $$$ # o0 tt1 = ...JJJJ......JJJJJ...JJJJJJJJJJ($-4')

+edalaman lapisan dapat ditentukan dari persamaan $-4$=

( )$#ot2= JJJJJJJ..JJJJJJJ.JJ...JJJJJJ($-

4$)

nterval kecepatan dari profil seismik berbanding terbalik dengan interval

perjalanan Eaktu (interval travel time). *arga-harganya dapat diplot vs kedalaman

untuk menentukan adanya tekanan abnormal. Suatu lingkungan yang normal yang

menunjukkan penurunan porositas merupakan terjadinya kompaksi. /leh karena

itu travel time juga turun. Qona tekanan abnormal mempunyai porositas yang

lebih besar daripada porositas normal untuk kedalaman tertentu. Sehingga travel


71/106

timenya akan mendadak naik. 9ambar $.2'. menunjukkan plot dari suatu seismik

dan sonic suatu sumur bertekanan abnormal.

#am$ar 2..

Konsep Dasar 8rinsip Re>)eksi.



72/106

$. Ana)isa 6o!

&nalisa log umumnya untuk menentukan tekanan pori-pori dalam sumur

offset dan pemboran sumur aktual. Perangkat MD (Measurement- Dhile-

rilling) merupakan pengangkat teknis analisa log dalam menentukan realtime

pemboran. eknik analisa menggunakan efek dari porositas abnormal pada suatu

batuan seperti conductivitas electric, sonic travel time dan densitas bulk. !aik

resistivity log maupun sonic log keduanya didasarkan pada suatu prinsip.

1esistivity log pada mulanya digunakan untuk mendeteksi tekanan. 1espon

lognya didasarkan pada resistivity elektrik dari total sample, termasuk matrik

batuan dan fluida yang mengisi porositas. 1espon tersebut dapat dilihat pada

9ambar $.2$.


73/106

#am$ar 2.2.

8)ot Resistiit3 S"a)e

(A&ams* ;. Nei).* 1+-59ambar $.2$. menggambarkan beberapa titik penting. ekanan formasi tinggi

pada mulanya berkembang dalam bagian shale, akhirnya tekanannya seimbang di


74/106

pa&a intera) $a'a" pa&a sumur in* $arier $era&a pa&a ke&a)aman

+.5 >t +.t.

(A&ams* ;. Nei)* 1+-5+enyataan di lapangan dapat dilihat pada 9ambar $.22., dimana bagian

shale yang impermeable kira-kira 8.4 ft, meskipun bagian ini tekanan

normalnya berkisar 8.4 ft ? 5.7 ft, dibuktikan dengan adanya kenaikan

resistivity pada trend normal, tapi sebaliknya pada kedalaman 8.7 ft sampai

'.8 ft berat lumpurnya bertambah dari 8. ppg ke '2,4 ppg. Plot dari titik

resistivity diperlihatkan di 9ambar $.23.

*ottman dan johnson telah mengembangkan suatu teknik yang didasarkan

dari hubungan empiris dimana perkiraan tekanan formasi dibuat dengan mencatat

perbandingan antara pengamatan dan resistivity batuan normal. %aranya

mengikuti step-step berikut=

#am$ar 2.4.

Resistiit3 &ari )o! !am$ar 2.. &ip)ot ter"a&ap ke&a)aman.

(A&ams* ;. Nei)* 1+-5

'. rend normal dibuat dari plot logaritma resistivity shale vs kedalaman.


75/106

$. Puncak interval tekanan ditentukan dengan mencatat kedalaman pada titik plot

yang menyimpang dari trend.

2. 9radient tekanan pada berbagai kedalaman ditentukan dengan cara=

a. Menentukan perbandingan ekstrapolasi resistivity shale normal dengan

resistivity shale hasil pengamatan.

b. ekanan formasi dicocokan dengan perbandingan perhitungan dari

9ambar $.24.

#am$ar 2.5.

Kore)asi empiris &ari !ra&ien tekanan >ormasi s per$an&in!an resistiit3

s"a)e norma) &en!an "asi) pen!amatan.

(A&ams* ;. Nei)* 1+-5

. Oer)a3

/verlay adalah chart yang terdiri dari serangkaian garis paralel yang

menggambarkan tekanan formasi dalam besaran berat lumpur. /verlay dapat

mempercepat evaluasi tekanan formasi secara langsung. Metode ini

dikembangkan oleh *ottman dan ohnson.


76/106

ntuk mengetahui tekanan pada suatu kedalaman, overlay digeser ke kiri

dan ke kanan sampai tekanan formasi normal berhimpit dengan trend normal.

ekanan formasi dibaca langsung pada kedalaman yang sedang diamati dari plot

resistivity pada garis paralel. *al ini dapat dilihat pada 9ambar $.25. 9ambar

$.26. adalah overlay resistivity yang merupakan chart yang digeser ke kiri dan ke

kanan di atas grafik plot resistivity dari suatu data lapangan (9ambar $.27.). &da

beberapa kelemahan dalam penggunaan overlay hanya dapat digeser ke kiri dan

ke kanan tetapi tidak dapat digeser ke kiri dan ke kanan tetapi tidak dapat ke arah

vertikal, overlay biasanya dibuat untuk suatu tipe kertas semilog dan tidak dapat

digunakan untuk tipe yang lain dan overlay tidak dapat menghitung perumahan

salinitas air formasi abnormal. ntuk menormalkan efek salintas tersebut

diperlukan cara yang berbeda.

#am$ar 2.,.

8)ot oer)a3 &ari suatu &ata )apan!an.

(A&ams* ;. Nei)* 1+-5


77/106


78/106

(A&ams* ;. Nei)* 1+-5

&. Densitas Bu)k

+etika pemboran mencapai daerah bertekanan normal, densitas bulk dari

batuan yang dibor bertambah kompaksinya atau pengecilan porositas. Seperti

pada porositas bertekanan tinggi yang dijumpai, assosiasi porositas yang tinggi

akan menyebabkan penyimpangan trend densitas bulknya. *al ini dapat dilihat

pada 9ambar $.28. Perubahan tekanan dari normal ke abnormal.

#am$ar 2.+.

8)ot &ensitas s"a)e seara umum.

(A&ams* ;. Nei)* 1+-5

erjadi pada kedalaman dimana perbedaan dari trend normal hasil

pengamatan. *asil dari suatu kasus lapangan dapat dilihat pada gambar $.3.

1esistivity di plot pada kedalaman '.6 ft dan '$.4 ft. ensitas log


79/106

mendeteksi di


80/106

digunakan adalah Ld-eIponent. asar dari persamaan ini adalah rumus !ingham

tentang proses pemboran. Persamannya sebagai berikut=

b

+d

"a

!

#

=

'$

5-JJJJJJJJJ..JJJ.......JJJJJJ($-

42)

imana=

1 A Gaju Penetrasi, ft#jam.

0 A +ecepatan Putar, rpm.

D A !erat bit, '. lb.

d! A iameter bit, nch.

! A CIponent !erat !it, dimensionless.

& A +onstanta rillability formasi, dimensionless.

ordan dan Shirley memodifikasi persaman !ingham menjadi=

d A log (1#50) # log ('$D#'5d!)JJJJ..JJJJJ........J.($-43)

dimana VdF mengantikan VbF pada persamaan !ingham. alam persaman 2-',

0eil &dams memasukkan konstanta berskala dan memberikan harga pada

konstanta drillability VaF Perubahan sifat-sifat formasi dalam fungsi drillability VdF,

divariasi dengan kedalaman dan strength batuan atau tipe batuan. Bariable-

variable pemboran dimanipulasi secara Ejar sehingga VdF lebih banyak

bvergantung pada diffentential pressure dari pada parameter-parameter operasi.

Pengaruh d-eIponent terhadap differential pressure dapat dilihat pada gambar

$.3'a.


81/106

#am$ar 2.41a.

8)ot &0e?ponent.

(A&ams* ;. Nei)* 1+-5

1hem dan Mc%lendon menyempurnakan persamaan tersebut dengan

melihat bahEa, kenaikan berat lumpur akan menutupi perbedaan tekanan formasi

normal dan aktual. Mereka mengajukan suatu perbandingan dalam persamaan $-

44. untuk menghitung pengaruh peningkatan berat lumpur sebagai berikut=

( )

( )actuallumpurberat

normalformasite'ananddc = J..JJJJJJJJJJJ...($-

44)

dimana=

dc A d-eIponent terkoreksi.

d A *arga mula-mula dari persamaan $-43.

ekanan formasi normal A ppg

!erat lumpur actual A ppg

#am$ar 2.41$.


82/106

8er$an&in!an p)ot ke&a)aman ersus d0e?ponent &an dc0e?ponent &ari suatu

ke&a)aman pa&a sumur 3an! sama.



83/106

#am$ar 2.42.

#ra&ient Temperatur Rata0ratauntuk Suatu 6apan!an

(Am3?*;.@.* Bass* MD.* 1+,


84/106

Pengukuran temperatur formasi dilakukan setelah Lcompletion dan

temperatur formasi ini dapat dianggap konstan selama kehidupan reservoir,

kecuali bila dilakukan proses stimulasi. Suatu contoh kurva temperatur versus

kedalaman dapat dilihat pada (9ambar $.3$).

2.,. ;enis07enis Reseroir

enis-jenis reservoir dapat dikelompokkan menjadi tiga yaitu=

berdasarkan perangkap reservoir, diagram fasa fluida dan mekanisme pendorong.

2.,.1. Ber&asarkan ;enis 8eran!kap Reseroir

enis reservoir berdasarkan perangkap reservoir dapat dibagi menjadi

tiga, yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi, dan perangkap kombinasi

struktur dan stratigrafi.

1. 8eran!kap Struktur

Perangkap struktur merupakan perangkap yang paling orisinil dan

sampai deEasa ini merupakan perangkap yang paling penting. elas di sini

berbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoir

sehingga dapat menangkap minyak, disebabkan gejala tektonik atau struktur,

misalnya pelipatan dan pematahan. Sebetulnya kedua unsur ini merupakan unsur

utama dalam pembentukan perangkap.

Perangkap yang disebabkan perlipatan merupakan perangkap utama.

nsur yang mempengaruhi perangkap ini adalah lapisan penyekat dan penutup

yang berada di atasnya dan dibentuk sedemikian sehingga minyak tidak dapat lagi

ke mana-mana, seperti yang ditunjukkan pada (9ambar $.32.)

ntuk mengevaluasi suatu perangkap lipatan terutama mengenai ada

tidaknya tutupan (batas maksimal Eadah dapat diisi oleh fluida), jadi tidak

dipermasalahkan apakah lipatan itu ketat atau landai, yang penting adalah adanya

tutupan. Suatu lipatan sehingga tidak dapat disebut suatu perangkap. isamping

itu ada tidaknya tutupan tergantung pada faktor struktur dan posisinya ke dalam.

%ontohnya, pada permukaan didapatkan struktur tutupan tetapi makin ke dalam


85/106

makin menghilang. adi untuk mengevaluasi perangkap pelipatan selain dari

adanya tutupan juga harus dievaluasi apakah tutupan tersebut terdapat pada

lapisan reservoir.

#am$ar 2.4.

8rinsip 8en7e$akan Min3ak &a)am 8eran!kap Struktur

(Koesoema&inata* R.8* 1+-

Perangkap patahan sering juga terdapat dalam berbagai reservoir minyak

dan gas. 9ejala patahan (sesar) dapat bertindak sebagai unsur penyekat dalam

penyaluran minyak. Sering dipermasalahkan apakah patahan itu merupakan

penyekat atau penyalur. Smith ('855) mengemukakan bahEa persoalan patahan

sebagai penyekat sebetulnya tergantung dari tekanan kapiler. Secara teoritis,

memperlihatkan bahEa patahan dalam batuan yang basah air tergantung pada

tekanan kapiler dari medium dalam jalur patahan tersebut. !esar-kecilnya tekanan

yang disebabkan oleh pelampungan minyak atau kolom minyak terhadap besarnya

tekanan kapiler, menentukan sekali apakah patahan itu bertindak sebagai penyalur

atau penyekat. ika tekanan tersebut lebih besar daripada tekanan kapiler maka

minyak masih dapat tersalurkan melalui patahan, tetapi jika lebih kecil maka

patahan tersebut bertindak sebagai suatu penyekat. Patahan yang berdiri sendiri

tidaklah dapat membentuk suatu perangkap. &da beberapa unsur lain yang harus

dipenuhi untuk terjadinya suatu perangkap yang betul-betul hanya disebabkan

karena patahan, yaitu =


86/106


87/106

'. &danya perubahan sifat lithologi dengan beberapa sifat reservoir, ke satu atau

beberapa arah sehingga merupakan penghalang permeabilitas.

$. &danya lapisan penutup#penyekat yang menghimpit lapisan reservoir tersebut

ke arah atas atau ke pinggir.

2. +eadaan struktur lapisan reservoir yang sedemikian rupa sehingga dapat

menjebak minyak yang naik. +edudukan struktur ini sebetulnya melokalisasi

posisi tertinggi daripada daerah potensial rendah dalam lapisan reesrvoir yang

telah tertutup dari arah atas dan pinggir oleh beberapa unsur tersebut di atas.

+edudukan struktur ini dapat disebabkan oleh kedudukan pengendapan atau

juga karena kemiringan Eilayah.

Perubahan sifat litologi# sifat reservoir ke suatu arah daripada lapisan

reservoir dapat disebabkan =

'. Pembajian, dimana lapisan reservoir yang dihimpit di antara lapisan penyekat

menipis dan menghilang, dapat dilihat pada 9ambar $.34.

#am$ar 2.45.

8em$a7ian 6apisan Reseroir Se$a!ai

%nsur 8eran!kap Strati!ra>i.

(Koesoema&inata* R.8* 1+-$. Penyerpihan (shale-out), dimana ketebalan tetap, akan tetapi sifat litologi

berubah (9ambar $.35.).


88/106

#am$ar 2.4,.

8en3erpi"an 6apisan Reseroir (;ari07emari

Se$a!ai %nsur 8eran!kap Strati!ra>i.


2. Persentuhan dengan bidang erosi.

Pada hakekatnya, perangkap stratigrafi didapatkan karena letak posisi

struktur tubuh batuan sedemikian sehingga batas lateral tubuh tersebut merupakan

penghalang permeabilitas ke arah atas atau ke pinggir. ika tubuh batuan reservoir

itu kecil dan sangat terbatas, maka posisi struktur tidak begitu penting, karena

seluruhnya atau sebagian besar dari tubuh tersebut merupakan perangkap. Posisi

struktur hanya menyesuaikan letak hidrokarbon ada bagian tubuh reservoir

(9ambar $.37.).

ika tubuh reservoir memanjang atau meluas, maka posisi struktur sangat

penting. Perangkap tidak akan terjadi jika tubuh reservoir berada dalam keadaan

horisontal. ika bagian tengah tubuh terlipat, maka perangkap yang terjadi adalah

perangkap struktur (antiklin). ntuk terjadinya perangkap stratigrafi, maka posisi

struktur lapisan reservoir harus sedemikian sehingga salah satu batas lateral tubuh

reservoir (yang dapat berupa unsur di atas tadi), merupakan penghalang

permeabilitas ke atas.

Gevorsen ('843), membagi perangkap stratigrafi sebagai berikut =

'. ubuh batuan reservoir terbatas (lensa) =

a. !atuan reservoir klastik detritus dan volkanik.

b. !atuan reservoir karbonat terumbu, bioherm2. Pembajian, perubahan fasies ataupun porositas dari lapisan reservoir ke suatu

arah regional ataupun lokal dari =

a. !atuan reservoir klastik detritus

b. !atuan reservoir karbonat.

. Perangkap ketidak-selarasan.

2.,.. 8eran!kap Kom$inasi


89/106

Perangkap reservoir kebanyakan merupakan kombinasi perangkap

struktur dan perangkap stratigrafi dimana setiap unsur struktur merupakan faktor

bersama dalam membatasi bergeraknya minyak dan gas. !eberapa kombinasi

antara unsur stratigrafi dan unsur struktur adalah sebagai berikut =

'. +ombinasi antara lipatan dengan pembajian

alam 9ambar $.38., dapat dilihat bahEa kombinasi lipatan dengan pembajian

dapat terjadi karena salah satu pihak, pasir menghilang dan di lain pihak hidung

antiklin menutup arah lainnya. Maka jelaslah hal ini sering terjadi pada

perangkap stratigrafi normal.

$. +ombinasi antara patahan dan pembajian

Pembajian yang berkombinasi dengan patahan jauh lebih biasa daripada

pembajian yang berdiri sendiri. +ombinasi ini dapat terjadi karena terdapat

suatu kemiringan Eilayah yang membatasi bergeraknya ke suatu arah dan

diarah lain ditahan oleh adanya suatu patahan dan pada arah lainnya lagi

ditahan oleh pembajian (9ambar $.36.).


90/106

#am$ar 2.4


91/106

Dimana &i Satu 8i"ak 6apisan Reseroir Mem$a7i.


2.


92/106

Dia!ram Fasa &ari Min3ak Berat

(M. Cain* @i))iam * D.;r* 1+


93/106

iperkirakan 54H fluida tetap sebagai cairan pada kondisi separator.

/leh karenanya minyak disebut sebagai minyak ringan (high shrinkage crude oil).

adi minyak ini mengandung relatip sedikit molekul berat bila dibandingkan

dengan minyak berat.

&pabila diproduksikan maka minyak ringan ini biasanya menghasilkan

gas oil ratio permukaan sebesar kurang lebih 7 scf#stb dengan gravity sekitar

4o&P. %airan produksi biasanya berEarna gelap.

#am$ar 2.51.

Dia!ram Fasa &ari Min3ak Rin!an

(M. Cain* @i))iam * D.;r* 1+


94/106

maka cairan akan terbentuk di permukaan. %airan ini umumnya dikenal sebagai

Lkondensat atau gas yang dihasilkan disebut Lgas kondensat.

+ata basah menunjukkan bahEa gas mengandung molekul-molekul

hidrokarbon ringan yang pada kondisi permukaan membentuk fasa cair. Pada

kondisi seperator, gas biasanya mengandung lebih banyak hidrokarbon menengah.

+adang-kadang gas ini diproses untuk dipisahkan cairan butana dan propanannya.

9as basah dicirikan dengan gas oil ratio permukaan lebih dari ',

scf#stb. &sosiasi minyak tangki pengumpul biasanya adalah air sebagai gravity

lebih besar daripada 4 o&P.

#am$ar 2.52.Dia!ram Fasa &ari #as Basa"

(M. Cain* @i))iam * D.;r* 1+


95/106

+ata kering menunjukkan bahEa fluida tidak cukup mengandung

molekul hidrokarbon berat untuk membentuk cairan di permukaan. etapi

perbedaan antara gas kering dan gas basah tidak tetap, biasanya sistem yang gas

oil ratio-nya lebih dari ', scf # stb dipertimbangkan sebagai gas kering.

#am$ar 2.5.

Dia!ram Fasa &ari #as Kerin!

(M. Cain* @i))iam * D.;r* 1+


96/106

9as oil ratio produksi dari reservoir kondensat dapat mencapai sekitar 6,

scf # stb dengan gravity cairan sebesar 5 o&P. %airan produksi biasanya

berEarna cerah.

#am$ar 2.54.

Dia!ram Fasa &ari #as Kon&ensat

(M. Cain* @i))iam * D.;r* 1+


97/106

1eservoir jenis ini disebut depletion drive atau solution gas drive

disebabkan oleh karena energi pendesak minyaknya adalah terutama dari

perubahan fasa pada hidrokarbon-hidrokarbon ringannya yang semula merupakan

fasa cair menjadi gas. +emudian gas yang terbentuk ini ikut mendesak minyak ke

sumur produksinya pada saat penurunan tekanan reservoir karena produksi

tersebut.(9ambar $.44.).

#am$ar 2.55.

So)ution #as Drie Reseroir

(C)ark* Norman.;.* 1+,+

Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak

dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor.

Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju

lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan disekitar sumur bor akan

menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat aEal, karena saturasi gas tersebut

masih kecil (belum membentuk fasa yang kontinyu), maka gas tersebut

terperangkap pada ruang antar butiran reservoirnya, tetapi setelah tekanan


98/106

reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak atau dapat bergerak

maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan (9ambar $.45).

#am$ar 2.5,.

Karakteristik Tekanan* 8I* &an #OR pa&a

So)ution #as Drie Reseroir


Pada aEal produksi, karena gas yang dibebaskan dari minyak masih

terperangkap pada sela-sela pori batuan, maka gas oil ratio produksi akan lebihkecil jika dibandingkan dengan gas oil ratio reservoir. 9as oil ratio produksi akan

bertambah besar bila gas pada saluran pori-pori tersebut mulai bisa mengalir, hal

ini terus-menerus berlangsung hingga tekanan reservoir menjadi rendah.

!ila tekanan telah cukup rendah maka gas oil ratio akan menjadi

berkurang sebab volume gas di dalam reservoir tinggal sedikit. alam hal ini gas

oil produksi dan gas oil ratio reservoir harganya hampir sama.


99/106

1ecovery yang mungkin diperoleh sekitar 4 - 2 H. engan demikian

untuk reservoir jenis ini pada tahap teknik produksi primernya akan meninggalkan

residual oil yang cukup besar. Produksi air hampir-hampir tidak ada karena

reservoirnya terisolir, sehingga meskipun terdapat connate Eater tetapi hampir-

hampir tidak dapat terproduksi.

2. #as Cap Drie Reseroir

alam beberapa tempat dimana terakumulasinya minyak bumi, kadang-

kadang pada kondisi reservoirnya komponen-komponen ringan dan menengah

dari minyak bumi tersebut membentuk suatu fasa gas. 9as bebas ini kemudian

melepaskan diri dari minyaknya dan menempati bagian atas dari reservoir itu

membentuk suatu tudung. *al ini bisa merupakan suatu energi pendesak untuk

mendorong minyak bumi dari reservoir ke lubang sumur dan mengangkatnya ke

permukaan. !ila reservoir ini dikelilingi suatu batuan yang merupakan perangkap,

maka energi ilmiah yang menggerakkan minyak ini berasal dari dua sumber, yaitu

ekspansi gas cap dan ekspansi gas yang terlarut lalu melepaskan diri.


100/106

#am$ar 2.5t* B.C an& /a'kins M.F* 1+


101/106


102/106

#am$ar 2.5+.

#rait3 Draina!e Drie Reseroir


Pada aEal dari reservoir ini, gas oil ratio dari sumur-sumur yang terletak

pada struktur yang lebih tinggi akan cepat meningkat sehingga diperlukan suatu

program penutupan sumur-sumur tersebut. iharapkan dengan adanya program

ini perolehannya minyaknya dapat mencapai maksimum.

!esarnya gravity drainage dipengaruhi oleh gravity minyak,

permeabilitas


103/106

#am$ar 2.,.

Ke)akuan #rait3 Draina!e Reseroir

(Cra>t* B.C an& /a'kins M.F* 1+


104/106

#am$ar 2.,1.

@ater Drie Reseroir

(Cra>t* B.C an& /a'kins M.F* 1+


105/106

#am$ar 2.,2.

Karakteristik Tekanan* 8I* &an #OR 8a&a @ater Drie Reseroir


5. Com$ination Drie Reseroir

Sebelumnya telah dijelaskan bahEa reservoir minyak dapat dibagi dalam

beberapa jenis sesuai dengan jenis energi pendorongnya. idak jarang dalam

keadaan sebenarnya energi-energi pendorong ini bekerja bersamaan dan simultan.

!ila demikian, maka energi pendorong yang bekerja pada reservoir itu merupakan

kombinasi beberapa energi pendorong, sehingga dikenal dengan nama

combination drive reservoir. +ombinasi yang umum dijumpai adalah antara gas

cap drive dengan Eater drive. Sehingga sifat-sifat reservoirnya jadi lebih

kompleks jika dibandingkan dengan energi pendorong tunggal (9ambar $.52.).

ntuk reservoir minyak jenis ini, maka gas yang terdapat pada gas cap

akan mendesak kedalam formasi minyak, demikian pula dengan air yang berada

pada bagian baEah dari reservoir tersebut. Pada saat produksi minyak tidak

sempat berubah fasa menjadi gas sebab tekanan reservoir masih cukup tinggi

karena dikontrol oleh tekanan gas dari atas dan air dari baEah. engan demikian

peristiEa depletion untuk reservoir jenis ini dikatakan tidak ada, sehingga minyak

yang masih tersisa di dalam reservoir semakin kecil karena recovery minyaknya

tinggi dan efesiensi produksinya lebih tinggi. (9ambar $.53.) merupakan salah

satu contoh kelakuan dari combination drive dengan Eater drive yang lemah dan

tidak ada tudung gas pada reservoirnya. 9as oil ratio yang konstan pada aEal

produksi dimungkinkan bahEa tekanan reservoir masih di atas tekanan jenuh. i

baEah tekanan jenuh, gas akan bebas sehingga gas oil ratio akan naik.


106/106

#am$ar 2.,.

Com$ination Drie Reseroir

(Cra>t* B.C an& /a'kins M.F* 1+t* B.C an& /a'kins M.F* 1+

bab ii karakteristik formasi dan reservoir

Documents